Геотермална енергия

Резюме.

Въведение.

Цената на електроенергията, произведена от геотермални електроцентрали.

Референции.

Резюме.

Тази статия описва историята на развитието на геотермалната енергия, както по света, така и в нашата страна, Русия. Беше направен анализ на използването на дълбоката топлина на Земята за превръщането й в електрическа енергия, както и за осигуряване на топлина и топла вода на градовете в такива региони на нашата страна като Камчатка, Сахалин и Северен Кавказ. Направена е икономическа обосновка на разработването на геотермалните находища, изграждането на електроцентрали и сроковете им на изплащане. Сравнявайки енергията на геотермалните източници с други видове източници на електроенергия, получаваме перспективите за развитие на геотермалната енергия, която трябва да заеме важно място в общия баланс на потреблението на енергия. По-специално, за преструктуриране и преоборудване на енергийния сектор в района на Камчатка и Курилските острови, отчасти в Приморие и Северен Кавказ, трябва да се използват собствени геотермални ресурси.

Въведение.

Основните насоки за развитие на производствените мощности в енергетиката на страната в близко бъдеще са техническото преоборудване и реконструкция на електроцентрали, както и въвеждането в експлоатация на нови производствени мощности. На първо място, това е изграждането на газови централи с комбиниран цикъл с ефективност 5560%, което ще повиши ефективността на съществуващите топлоелектрически централи с 2540%. Следващият етап трябва да бъде изграждането на топлоелектрически централи, използващи нови технологии за изгаряне на твърди горива и със свръхкритични параметри на парата за постигане на ефективност на топлоелектрическите централи от 46-48%. Ще бъде постигнато и по-нататъшно развитие атомни електроцентралис нови типове топлинни и бързи неутронни реактори.

Важно място във формирането на енергийния сектор на Русия заема секторът на топлоснабдяването на страната, който е най-големият по отношение на обема на консумираните енергийни ресурси, повече от 45% от общото им потребление. Повече от 71% се произвежда в системи за централизирано топлоснабдяване (ТП), а около 29% от цялата топлина се произвежда от децентрализирани източници. Електроцентралите доставят повече от 34% от цялата топлинна енергия, котелните около 50%. В съответствие с енергийната стратегия на Русия до 2020 г. Предвижда се потреблението на топлоенергия в страната да се увеличи поне 1,3 пъти, а делът на децентрализираното топлоснабдяване да нарасне от 28,6% през 2000 г. до 33% през 2020 г

Увеличението на цените, настъпило през последните години, за органично гориво (газ, мазут, дизелово гориво) и за транспортирането му до отдалечени райони на Русия и съответно обективно увеличение на продажните цени на електрически и топлинна енергияпроменят фундаментално отношението към използването на възобновяеми енергийни източници: геотермална, вятърна, слънчева.

По този начин развитието на геотермалната енергия в определени региони на страната позволява днес да се реши проблемът с електро- и топлоснабдяването, по-специално в Камчатка, Курилските острови, както и в Северен Кавказ, в някои региони на Сибир и европейската част на Русия.

Сред основните насоки за подобряване и развитие на системите за топлоснабдяване трябва да бъде разширяването на използването на местни нетрадиционни възобновяеми енергийни източници и на първо място геотермалната топлина от земята. Още през следващите 7-10 години, с помощта модерни технологииЛокалното отопление благодарение на топлинната топлина може да спести значителни ресурси от изкопаеми горива.

IN последното десетилетиеИзползването на нетрадиционни възобновяеми енергийни източници (НВЕИ) преживява истински бум в света. Мащабът на използване на тези източници се е увеличил няколко пъти. Тази област се развива най-интензивно в сравнение с други сфери на енергетиката. Има няколко причини за това явление. На първо място, очевидно е, че ерата на евтините традиционни енергийни ресурси е безвъзвратно приключила. В тази област има само една тенденция - поскъпване на всички видове. Не по-малко значимо е желанието на много страни, лишени от своята горивна база, да постигнат енергийна независимост Съображенията за околната среда играят значителна роля, включително емисиите на вредни газове. Населението на развитите страни оказва активна морална подкрепа за използването на възобновяеми енергийни източници.

Поради тези причини развитието на възобновяемите енергийни източници в много страни е приоритетна задача на техническата политика в областта на енергетиката. В редица държави тази политика се осъществява чрез приетата законова и регулаторна рамка, която установява правната, икономическата и организационната основа за използването на възобновяеми енергийни източници. По-специално, икономическите основи се състоят от различни мерки за подкрепа на възобновяемите енергийни източници на етапа на тяхното развитие на енергийния пазар (данъчни и кредитни стимули, преки субсидии и др.)

В Русия практическо приложение NRES изостава значително от водещите страни. Няма законова и регулаторна рамка, както и държавна икономическа подкрепа. Всичко това го прави изключително трудно практически дейностив тази област. Основната причина за възпрепятстващите фактори са продължителните икономически проблеми в страната и вследствие на това трудностите с инвестициите, ниското ефективно търсене и липсата на средства за необходимите разработки. Въпреки това в нашата страна се извършват някои дейности и практически мерки за използване на възобновяеми енергийни източници (геотермална енергия). Паро-хидротермални находища в Русия има само в Камчатка и Курилските острови. Следователно геотермалната енергия не може в бъдеще да заеме значително място в енергийния сектор на страната като цяло. Но той е в състояние радикално и на най-икономична основа да реши проблема с енергоснабдяването на тези райони, които използват скъпи вносни горива (мазут, въглища, дизелово гориво) и са на ръба на енергийна криза. Потенциалът на парохидротермалните находища в Камчатка може да осигури различни източнициот 1000 до 2000 MW инсталирана електрическа мощност, което значително надхвърля нуждите на този регион в обозримо бъдеще. По този начин тук има реални перспективи за развитие на геотермална енергия.

История на развитието на геотермалната енергия.

Наред с огромните ресурси на органично гориво, Русия има значителни запаси от земна топлина, които могат да бъдат увеличени от геотермални източници, разположени на дълбочина от 300 до 2500 m, главно в разломните зони на земната кора.

Територията на Русия е добре проучена и днес са известни основните топлинни ресурси на земята, които имат значителен промишлен потенциал, включително енергия. Освен това почти навсякъде има топлинни резерви с температури от 30 до 200°C.

Още през 1983г VSEGINGEO състави атлас на термалните водни ресурси на СССР. У нас са проучени 47 геотермални находища със запаси от термални води, които позволяват да се добиват над 240·10³m³/ден. Днес в Русия специалисти от почти 50 научни организации работят по проблемите на използването на топлината на земята.

Повече от 3000 сондажа са пробити за използване на геотермални ресурси. Цената на геотермалните проучвания и сондажните работи, които вече са извършени в тази област, възлиза на повече от 4 милиарда по съвременни цени. долара. Така в Камчатка вече са пробити и използвани 365 кладенци с дълбочина от 225 до 2266 m в геотермални полета (още през съветска епоха) около 300 милиона. долара (по съвременни цени).

Експлоатацията на първата геотермална електроцентрала започва в Италия през 1904 г. Първата геотермална електроцентрала в Камчатка и първата в СССР, Паужетската геотермална електроцентрала, е пусната в експлоатация през 1967 г. и имаше мощност 5 mW, впоследствие увеличена до 11 mW. Нов тласък за развитието на геотермалната енергия в Камчатка беше даден през 90-те години с появата на организации и фирми (АД Геотерм, АД Интергеотерм, АД Наука), които в сътрудничество с индустрията (предимно с Калужския турбинен завод) разработиха нови прогресивни схеми, технологии и видове съоръжения за преобразуване на геотермална енергия в електричество и получени заеми от Европейската банка за възстановяване и развитие. В резултат на това през 1999г В Камчатка е пусната в експлоатация Верхне-Мутновская геотермална електроцентрала (три модула по 4 MW всеки). Въведен е първият блок от 25 mW. първият етап на Мутновската геотермална електроцентрала с обща мощност 50 MW.

Вторият етап с мощност 100 MW може да бъде пуснат в експлоатация през 2004 г

По този начин се определят непосредствените и много реални перспективи за геотермална енергия в Камчатка, което е положителен, несъмнен пример за използването на възобновяеми енергийни източници в Русия, въпреки сериозните икономически трудности, съществуващи в страната. Потенциалът на парохидротермалните находища в Камчатка е в състояние да осигури 1000 MW инсталирана електрическа мощност, което значително покрива нуждите на този регион в обозримо бъдеще.

Според Института по вулканология, Далекоизточен клон на Руската академия на науките, вече идентифицираните геотермални ресурси позволяват пълното осигуряване на Камчатка с електричество и топлина за повече от 100 години. Наред с високотемпературното Мутновско поле с мощност от 300 MW (e), в южната част на Камчатка, значителни запаси от геотермални ресурси са известни в Кошелевското, Болше Банное и на север в Киреунското находище. Топлинните запаси на геотермалните води в Камчатка се оценяват на 5000 MW (t).

Чукотка също има значителни запаси от геотермална топлина (на границата с района на Камчатка), някои от тях вече са открити и могат активно да се използват за близките градове.

Курилските острови също са богати на топлинни запаси на земята, за да доставят топлина и електричество на тази територия за 100 200 години. На остров Итуруп са открити запаси от двуфазен геотермален охладител, чиято мощност (30 MW(e)) е достатъчна за задоволяване на енергийните нужди на целия остров за следващите 100 години. Тук вече са пробити кладенци в геотермалното находище Океанское и се изгражда геоелектрическа централа. На южния остров Кунашир има запаси от геотермална топлина, които вече се използват за производство на електроенергия и топлоснабдяване на град Южно Курилск. Недрата на северния остров Парамушир са по-слабо проучени, но е известно, че този остров също има значителни запаси от геотермална вода с температури от 70 до 95 ° C; GeoTS с капацитет от 20 MW (t) също се намира построен тук.

Много по-разпространени са находищата на термални води с температури 100-200°C. При тази температура е препоръчително да се използват нискокипящи работни течности в цикъла на парната турбина. Използването на двуконтурни геотермални електроцентрали, използващи термална вода, е възможно в редица региони на Русия, предимно в Северен Кавказ. Тук геотермалните находища с температура на резервоара от 70 до 180 ° C, които се намират на дълбочина от 300 до 5000 m, са добре проучени тук за отопление и топла вода. В Дагестан се произвеждат повече от 6 милиона m геотермална вода годишно. В Северен Кавказ около 500 хиляди души използват геотермално водоснабдяване.

Приморието, Байкалският регион и Западносибирският регион също имат запаси от геотермална топлина, подходящи за широкомащабно използване в промишлеността и селското стопанство.

Преобразуване на геотермална енергия в електрическа и топлинна енергия.

Едно от перспективните направления за използване на топлината от силно минерализираните подземни термални води е превръщането й в електрическа енергия. За целта е разработена технологична схема за изграждане на геотермална централа, състояща се от геотерм. циркулационна система(GCS) и парна турбина (STU), чиято диаграма е показана на фиг. 1. Отличителна чертаТакава технологична схема се различава от познатите по това, че ролята на изпарител и прегревател се изпълнява от вътрешен вертикален противоточен топлообменник, разположен в горната част на нагнетателния кладенец, където се подава извлечената високотемпературна термална вода чрез сухопътен тръбопровод, който след пренос на топлина към вторичния охладител се изпомпва обратно във формацията. Вторичната охлаждаща течност от кондензатора на парната турбина тече гравитационно в зоната на нагряване през тръба, спусната вътре в топлообменника до дъното.

Работата на професионалните училища се основава на цикъла на Ранкин; t,s диаграматози цикъл и естеството на промяната на температурите на охлаждащата течност в топлообменника на изпарителя.

Повечето важен моментПри изграждането на геотермална електроцентрала важен е изборът на работен флуид във втория контур. Работният флуид, избран за геотермална инсталация, трябва да има благоприятни химични, физични и експлоатационни свойства при дадени работни условия, т.е. да е стабилен, незапалим, взривоустойчив, нетоксичен, инертен към строителни материалии евтино. Препоръчително е да изберете работен флуид с по-нисък коефициент на динамичен вискозитет (по-малко хидравлични загуби) и по-висок коефициент на топлопроводимост (подобрен топлопренос).

Почти невъзможно е да се изпълнят всички тези изисквания едновременно, така че винаги е необходимо да се оптимизира изборът на една или друга работна течност.

Ниските начални параметри на работните флуиди на геотермалните електроцентрали водят до търсене на нискокипящи работни флуиди с отрицателна кривина на дясната гранична крива в диаграмата t, s, тъй като използването на вода и пара води в този случай до влошаване на термодинамичните параметри и рязко увеличаване на размерите на парните турбинни инсталации, което значително увеличава тяхната цена.

Предлага се да се използва смес от изобутан + изопентан в суперкритично състояние като суперкритичен агент във вторичната верига на бинарни енергийни цикли. Използването на свръхкритични смеси е удобно, тъй като критичните свойства, т.е. критичната температура tк(x), критичното налягане pк(x) и критичната плътност qк(x) зависят от състава на сместа x. Това ще позволи чрез избора на състава на сместа да се избере суперкритичен агент с най-благоприятните критични параметри за съответната температура на термалната вода на определено геотермално находище.

Като вторичен охладител се използва нискокипящ въглеводороден изобутан, чиито термодинамични параметри съответстват на необходимите условия. Критични параметри на изобутан: tc = 134,69°C; pk = 3,629 MPa; qк =225,5 kg/m³. В допълнение, изборът на изобутан като вторична охлаждаща течност се дължи на неговата относително ниска цена и екологичност (за разлика от фреоните). Изобутанът като работен флуид се използва широко в чужбина и също така се предлага да се използва в суперкритично състояние в двоични цикли на геотермална енергия.

Енергийните характеристики на инсталацията са изчислени за широк диапазон от температури на произвежданата вода и различни режими на нейната работа. Във всички случаи се приема, че температурата на кондензация на изобутан tcon = 30°C.

Възниква въпросът за избора на най-малката температурна разлика (фиг. 2). От една страна, намаляването на êt води до увеличаване на повърхността на топлообменника на изпарителя, което може да не е икономически оправдано. От друга страна, увеличаването на êt при дадена температура на термалната вода tt води до необходимостта от понижаване на температурата на изпарение tz (и, следователно, налягането), което ще се отрази отрицателно на ефективността на цикъла. В повечето практически случаи се препоръчва да се вземе êt = 10÷25ºС.

Получените резултати показват, че съществуват оптимални параметри на работа на парна централа, които зависят от температурата на водата, постъпваща в първи контур на топлообменния парогенератор. С повишаване на температурата на изпарение на изобутана tз се увеличава мощността N, генерирана от турбината за 1 kg/s поток на вторичния охладител. В този случай с увеличаване на tz количеството на изпарения изобутан намалява за 1 kg/s разход на термална вода.

С повишаването на температурата на термалната вода се повишава и оптималната температура на изпарение.

Фигура 3 показва графики на зависимостта на мощността N, генерирана от турбината, от температурата на изпарение tз на вторичния топлоносител при различни температури на термалната вода.

За високотемпературна вода (tt = 180ºС) се разглеждат свръхкритични цикли, когато началното налягане на парата е pn = 3,8; 4.0; 4.2; и 5.0 MPa. От тях най-ефективен по отношение на получаване на максимална мощност е суперкритичният цикъл, близък до така наречения „триъгълен“ цикъл с начално налягане pн = 5,0 MPa. В този цикъл, поради минималната температурна разлика между охлаждащата течност и работния флуид, топлинният потенциал на термалната вода се използва най-пълно. Сравнението на този цикъл с подкритичния цикъл (pn = 3,4 MPa) показва, че мощността, генерирана от турбината по време на суперкритичния цикъл, се увеличава с 11%, плътността на потока на веществото, влизащо в турбината, е 1,7 пъти по-висока, отколкото в цикъла с pn = 3,4 MPa, което ще доведе до подобряване на транспортните свойства на охлаждащата течност и намаляване на размера на оборудването (захранващи тръбопроводи и турбина) на паротурбинната инсталация. В допълнение, в цикъла с pn = 5,0 MPa, температурата на отпадъчната термална вода tn, инжектирана обратно във формацията, е 42ºC, докато в подкритичния цикъл с pn = 3,4 MPa, температурата tn = 55ºC.

В същото време увеличаването на първоначалното налягане до 5,0 MPa в суперкритичния цикъл влияе на цената на оборудването, по-специално на цената на турбината. Въпреки че с увеличаване на налягането размерите на пътя на потока на турбината намаляват, броят на етапите на турбината едновременно се увеличава, необходимо е по-развито крайно уплътнение и, най-важното, дебелината на стените на корпуса се увеличава.

За да създадете суперкритичен цикъл в технологична схемаГеотермалната електроцентрала изисква инсталиране на помпа на тръбопровода, свързващ кондензатора с топлообменника.

Фактори като повишена мощност, намален размер на захранващите тръбопроводи и турбини и по-пълно активиране на топлинния потенциал на термалната вода обаче говорят в полза на свръхкритичен цикъл.

В бъдеще трябва да търсим охлаждащи течности с по-ниска критична температура, което ще позволи създаването на суперкритични цикли при използване на термални води с по-ниска температура, тъй като топлинният потенциал на по-голямата част от изследваните находища в Русия не надвишава 100 ÷120ºС. В това отношение най-обещаващ е R13B1 (трифлуоробромометан) със следните критични параметри: tк = 66,9ºС; pk= 3,946 MPa; qк= 770kg/m³.

Резултатите от изчисленията за оценка показват, че използването на термална вода с температура tk = 120ºC в първи контур на ГеоТЕЦ и създаването на суперкритичен цикъл във втория контур с фреон R13B1 с начално налягане pn = 5,0 MPa също го правят възможно да се увеличи мощността на турбината до 14% в сравнение с подкритичния цикъл с начално налягане pn = 3,5 MPa.

За успешната работа на геотермалните електроцентрали е необходимо да се решат проблемите, свързани с появата на корозия и солни отлагания, които като правило се влошават с увеличаване на минерализацията на термалната вода. Най-интензивните солни отлагания се образуват поради дегазирането на термалната вода и произтичащото от това нарушаване на баланса на въглеродния диоксид.

В предложената технологична схема първичният охладител циркулира в затворен контур: резервоар - производствен кладенец - сухопътен тръбопровод - помпа - инжекционен кладенец - резервоар, където условията за дегазация на водата са сведени до минимум. В същото време е необходимо да се спазват такива термобарични условия в надземната част на първи контур, които предотвратяват дегазирането и утаяването на карбонатни отлагания (в зависимост от температурата и солеността, налягането трябва да се поддържа на ниво от 1,5 MPa и по-горе).

Намаляването на температурата на термалната вода води до утаяване на некарбонатни соли, което беше потвърдено от проучвания, проведени на геотермалната площадка Каясулински. Част от утаените соли ще се отложат върху вътрешна повърхностинжекционен кладенец, а по-голямата част се пренася в зоната на дъното на дупката. Отлагането на соли на дъното на инжекционния кладенец ще допринесе за намаляване на инжекционната способност и постепенно намаляване на скоростта на кръговия поток до пълното спиране на GCS.

За предотвратяване на корозия и отлагане на котлен камък във веригата GCS можете да използвате ефективния реагент OEDPA (оксиетилиден дифосфонова киселина), който има дълготраен антикорозионен и антикотлен ефект на повърхностна пасивация. Възстановяването на пасивиращия слой на OEDPC се извършва чрез периодично импулсно инжектиране на разтвор на реагент в термална вода в устието на производствения кладенец.

За разтваряне на солена суспензия, която ще се натрупа в зоната на дъното на дупката, и следователно за възстановяване на приемливостта на инжекционен кладенец, много ефективен реагент е NMA (концентрат с ниско молекулно съдържание на киселина), който също може периодично да се въвежда в циркулиращата термална вода в областта преди инжекционната помпа.

Следователно, от горното може да се предположи, че едно от обещаващите направления за развитие на топлинната енергия на земните недра е нейното преобразуване в електричество чрез изграждането на двуконтурни геотермални електроцентрали, използващи нискокипящи работни агенти. Ефективността на такова преобразуване зависи от много фактори, по-специално от избора на работния флуид и параметрите на термодинамичния цикъл на вторичната верига на геотермалната електроцентрала.

Резултатите от изчислителния анализ на циклите, използващи различни охлаждащи течности във втория контур, показват, че най-оптималните са суперкритичните цикли, които позволяват да се увеличи мощността на турбината и ефективността на цикъла, да се подобрят транспортните свойства на охлаждащата течност и да се контролира по-пълно температурата на изходната термална вода, циркулираща в първи контур на геотермалната централа.

Установено е също, че за високотемпературни термални води (180ºС и повече) най-перспективно е създаването на суперкритични цикли във втория контур на геотермална централа с използване на изобутан, докато за водите с по-ниски температури (100÷120ºС и повече) ) при създаване на същите цикли най-подходящата охлаждаща течност е фреон R13B1.

В зависимост от температурата на добитата термална вода има оптимална температура на изпарение на вторичния топлоносител, съответстваща на максималната мощност, генерирана от турбината.

В бъдеще е необходимо да се изследват свръхкритични смеси, чието използване като работен агент за геотермални енергийни цикли е най-удобно, тъй като чрез избора на състава на сместа може лесно да се променят техните критични свойства в зависимост от външните условия.

Друга посока за използване на геотермална енергия е геотермалното топлоснабдяване, което отдавна се използва в Камчатка и Северен Кавказ за отопление на оранжерии, отопление и топла вода в сектора на жилищните и комуналните услуги. Анализът на световния и местния опит показва перспективите на геотермалното топлоснабдяване. В момента в света работят геотермални системи за топлоснабдяване с общ капацитет от 17 175 MW; само в Съединените щати работят повече от 200 хиляди геотермални инсталации. Според плановете на Европейския съюз капацитетът на геотермалните отоплителни системи, включително термопомпи, трябва да се увеличи от 1300 MW през 1995 г. на 5000 MW през 2010 г.

В СССР геотермалните води се използват в Краснодарския и Ставрополския край, Кабардино-Балкария, Северна Осетия, Чечено-Ингушетия, Дагестан, Камчатка, Крим, Грузия, Азербайджан и Казахстан. През 1988 г. са произведени 60,8 милиона m³ геотермална вода, сега в Русия се произвеждат до 30 милиона. м³ годишно, което се равнява на 150÷170 хил. тона условно гориво. В същото време техническият потенциал на геотермалната енергия, според Министерството на енергетиката на Руската федерация, е 2950 милиона тона стандартно гориво.

През последните 10 години системата за проучване, разработване и експлоатация на геотермалните ресурси у нас се срина. В СССР изследователската работа по този проблем се извършва от институти на Академията на науките, министерствата на геологията и газовата промишленост. Проучването, оценката и утвърждаването на запасите от находища се извършват от институти и регионални поделения на Министерството на геологията. Пробиване на продуктивни кладенци, разработване на находища, разработване на технологии за повторно инжектиране, пречистване на геотермални води и експлоатация на геотермални системи за топлоснабдяване се извършват от отдели на Министерството на газовата промишленост. Той включваше пет регионални оперативни отдела, научно-производствената асоциация "Союзгеотерм" (Махачкала), която разработи схемата обещаващо използванегеотермални води на СССР. Проектирането на геотермални системи за топлоснабдяване и оборудване е извършено от Централния изследователски и проектантски и експериментален институт за инженерно оборудване.

В момента цялостната изследователска работа в областта на геотермията е преустановена: от геоложки и хидрогеоложки изследвания до проблеми с пречистването на геотермалните води. Няма проучвателни сондажи или разработване на предварително проучени находища, а оборудването на съществуващите системи за геотермално топлоснабдяване не се модернизира. Ролята на правителството в развитието на геотермията е незначителна. Геотермалните специалисти са разпръснати и опитът им не е търсен. Ще анализираме текущата ситуация и перспективите за развитие в новите икономически условия на Русия на примера на Краснодарския край.

За този регион от всички възобновяеми енергийни източници най-перспективно е използването на геотермални води. Фигура 4 показва приоритетите за използване на възобновяеми енергийни източници за топлоснабдяване на съоръжения в Краснодарския край.

IN Краснодарски крайГодишно се произвеждат до 10 милиона m³/годишно геотермална вода с температура 70÷100ºC, което замества 40÷50 хиляди тона органично гориво (по отношение на еквивалентно гориво). В експлоатация са 10 находища с 37 сондажа, 6 находища с 23 сондажа са в етап на разработка. Общият брой на геотермалните сондажи е 77. 32 хектара се отопляват с геотермални води. оранжерии, 11 хиляди апартамента в осем населени места, топла вода е осигурена на 2 хиляди души. Проучените експлоатируеми запаси от геотермални води в района се оценяват на 77,7 хил. бр. m³/ден, или при работа за отоплителен сезон-11,7 милиона m³ на сезон, прогнозните запаси са съответно 165 хиляди. м³/ден и 24,7 млн. m³ на сезон.

Едно от най-разработените Мостовски геотермални находища, на 240 км от Краснодар в подножието на Кавказ, където са пробити 14 кладенци на дълбочина 1650÷1850 m с дебит 1500÷3300 m³/ден, температура в устието 67 ÷78º C, обща минерализация 0.9÷1, 9g/l. от химически съставГеотермалната вода почти отговаря на стандартите за питейна вода. Основният потребител на геотермална вода от това находище е оранжериен комплекс с оранжерийна площ до 30 хектара, който преди това е управлявал 8 кладенци. В момента тук се отоплява 40% от площта на оранжерията.

За отопление на жилищни и административни сградисело През 80-те години на Mostovaya е построена геотермална централна отоплителна точка (CHS) с прогнозна топлинна мощност от 5 MW, чиято диаграма е показана на фиг. 5. Геотермалната вода в централата идва от два кладенеца с дебит всеки 45÷70 m³/h и температура 70÷74ºС в два резервоара за съхранение с капацитет 300 m³. За оползотворяване на топлината на отпадъчните геотермални води са инсталирани две парокомпресорни термопомпи с проектна топлинна мощност 500 kW. Отпадъчната геотермална вода в отоплителни системи с температура 30÷35ºС преди термопомпения агрегат (ТПУ) се разделя на два потока, единият от които се охлажда до 10ºС и се изхвърля в резервоара, а вторият се загрява до 50ºС и се връща в резервоарите за съхранение. Термопомпените агрегати са произведени от московския завод Kompressor на базата на хладилни машини A-220-2-0.

Регулиране на топлинната мощност геотермално отоплениепри липса на пиково повторно нагряване се извършва по два начина: чрез преминаване на охлаждащата течност и циклично. При последния метод системите периодично се пълнят с геотермална охлаждаща течност, като едновременно с това се източва охладената течност. При дневен период на отопление Z времето за отопление Zн се определя по формулата

Zн = 48j/(1 + j), където коефициентът на отделяне на топлина; прогнозна температура на въздуха в помещението, °C; и действителна и изчислена температура на външния въздух, °C.

Капацитетът на резервоарите за съхранение на геотермални системи се определя от условието за осигуряване на нормализирана амплитуда на температурните колебания на въздуха в отопляемите жилищни помещения (±3 ° C) съгласно формулата.

където kF е топлопредаването на отоплителната система за 1°C температурна разлика, W/°C; Z = Zн + Z период на работа на геотермалното отопление; Z продължителност на паузата, h; Qp и Qp изчислена и средна за сезона топлинна мощност на отоплителната система на сградата, W; c·обемна топлинна мощност на геотермалната вода, J/(m³· ºС); nброй стартирания на геотермално отопление на ден; k1 коефициент на топлинни загуби в геотермалната топлоснабдителна система; А1 амплитуда на температурните колебания в отопляема сграда, ºС; Rnom общ показател за топлопоглъщане на отопляваните помещения; Vc и Vts капацитет на отоплителни системи и отоплителни мрежи, m³.

Когато термопомпите работят, съотношението на дебита на геотермалната вода през изпарителя Gi и кондензатора Gk се определя по формулата:

Където tk, to, t е температурата на геотермалната вода след кондензатора, сградната отоплителна система и изпарителите на ТПУ, ºС.

Трябва да се отбележи ниската надеждност на използваните конструкции на термопомпи, тъй като техните условия на работа се различават значително от условията на работа на хладилните машини. Съотношението на нагнетателното и смукателното налягане на компресорите при работа в режим на термопомпа е 1,5÷2 пъти по-високо от аналогичното съотношение в хладилни машини. Повредите на мотовилката и буталната група, маслените съоръжения и автоматизацията доведоха до преждевременна повреда на тези машини.

В резултат на липсата на контрол върху хидрологичния режим, експлоатацията на геотермалното находище Mostovskoye вече след 10 години, налягането в устието на кладенеца намаля 2 пъти. С цел възстановяване на резервоарното налягане на находището през 1985г. Бяха пробити три нагнетателни кладенци и изградена помпена станция, но работата им не даде положителен резултат поради ниската инжекционна способност на пластовете.

За най-обещаващото използване на геотермалните ресурси в град Уст-Лабинск с население от 50 хиляди души, разположен на 60 км от Краснодар, е разработена геотермална система за топлоснабдяване с прогнозна топлинна мощност от 65 MW. От три водопомпени хоризонта са избрани еоценско-палеоценски отлагания с дълбочина на залягане 2200÷2600 m с температура на формиране 97÷100ºС и минерализация 17÷24 g/l.

В резултат на анализа на съществуващите и бъдещите топлинни товари в съответствие със схемата за развитие на топлоснабдяването на града беше определена оптималната изчислена топлинна мощност на геотермалната система за топлоснабдяване. Техническо и икономическо сравнение на четири варианта (три от тях без пикови котелни с различен брой кладенци и един с допълнително отопление в котелната) показа, че схемата с пикова котелна централа има минимален период на изплащане (фиг. 6) .

Системата за геотермално топлоснабдяване включва изграждането на западни и централни термални водохващания със седем нагнетателни сондажа. Режим на работа на термални водохващания с повторно впръскване на охладена охлаждаща течност. Топлоснабдителната система е двукръгова с върхово подгряване в котелното помещение и зависимо свързване на съществуващи отоплителни системи на сгради. Капиталовите инвестиции в изграждането на тази геотермална система възлизат на 5,14 млн. търкайте. (по цени от 1984 г.), период на изплащане 4,5 години, очаквана икономия на заменено гориво 18,4 хиляди тона стандартно гориво годишно.

Цената на електроенергията, произведена от геотермални електроцентрали.

Разходите за проучване и развитие (сондажи) на геотермални полета възлизат на до 50% от общата цена на геотермалната електроцентрала и следователно цената на електроенергията, генерирана от геотермална електроцентрала, е доста значителна. По този начин цената на цялата пилотно-промишлена (IP) Verkhnee-Mutnovskaya GeoPP [капацитет 12(3×4) MW] възлиза на около 300 милиона рубли. Въпреки това, липсата на транспортни разходи за гориво, възобновяемият характер на геотермалната енергия и екологичността на производството на електроенергия и топлина позволяват на геотермалната енергия да се конкурира успешно на енергийния пазар и в някои случаи да произвежда повече евтин токи топлина, отколкото при традиционните CPP и CHP. За отдалечени райони (Камчатка, Курилските острови) GeoPPs имат абсолютно предимство пред топлоелектрическите централи и дизеловите станции, работещи с вносно гориво.

Ако вземем за пример Камчатка, където повече от 80% от електроенергията се произвежда в ТЕЦ-1 и ТЕЦ-2, работещи на вносен мазут, тогава използването на геотермална енергия е по-изгодно. Дори днес, когато процесът на изграждане и разработване на нови геотермални централи в Мутновското геотермално находище все още е в ход, цената на електроенергията във Верхне-Мутновската геотермална централа е повече от два пъти по-ниска от тази в ТЕЦ в Петропавловск-Камчатски. Цената на 1 kWh(e) в старата ГеоЕЦ Паужетская е 2¸3 пъти по-ниска, отколкото в ТЕЦ-1 и ТЕЦ-2.

Цената на 1 kWh електроенергия в Камчатка през юли 1988 г. беше от 10 до 25 цента, а средната тарифа за електроенергия беше определена на 14 цента. През юни 2001г в същия регион тарифата за електроенергия за 1 kWh варира от 7 до 15 цента. В началото на 2002г средната тарифа в OJSC Kamchatskenergo беше 3,6 рубли. (12 цента). Абсолютно ясно е, че икономиката на Камчатка не може да се развива успешно без намаляване на разходите за консумирана електроенергия, а това може да се постигне само чрез използването на геотермални ресурси.

Сега, когато се преструктурира енергетиката, е много важно да се изхожда от реални цениза горива и оборудване, както и цените на енергията за различните потребители. В противен случай може да стигнете до погрешни заключения и прогнози. Така в стратегията за икономическо развитие на Камчатския регион, разработена през 2001 г. в Dalsetproekt, без достатъчна обосновка е включена цена от 50 долара за 1000 m³ газ, въпреки че е ясно, че реалната цена на газа няма да бъде по-ниска от 100 долара, а продължителността на разработване на газовите находища ще бъде 5 ÷10 години. Освен това, според предложената стратегия, запасите от газ се изчисляват за срок на експлоатация не повече от 12 години. Следователно перспективите за развитие на енергетиката в района на Камчатка трябва да се свържат преди всичко с изграждането на серия от геотермални електроцентрали в Мутновското находище [до 300 MW(e)], преоборудването на Паужетската ГеоЕС, капацитета от които трябва да се увеличи до 20 MW, и изграждането на нови GeoPP. Последното ще осигури енергийната независимост на Камчатка за много години (поне 100 години) и ще намали себестойността на продадената електроенергия.

Според Световния енергиен съвет от всички възобновяеми енергийни източници най-много ниска ценаза 1 kWh при GeoPP (виж таблицата).

От опита от експлоатацията на големи GeoPP във Филипините, Нова Зеландия, Мексико и САЩ следва, че цената на 1 kWh електроенергия често не надвишава 1 цент, като трябва да се има предвид, че коефициентът на използване на мощността в GeoPP достига стойност от 0,95.

Геотермалното топлоснабдяване е най-изгодно при директно използване на геотермална енергия топла вода, както и с въвеждането на термопомпи, при които може ефективно да се използва топлината на земята с температура 10÷30ºС, т.е. нискокачествена геотермална топлина. В настоящите икономически условия на Русия развитието на геотермалното топлоснабдяване е изключително трудно. Основните средства трябва да се инвестират в сондажни кладенци. В Краснодарския край цената на пробиването на кладенец от 1 м е 8 хиляди рубли, дълбочината му е 1800 м, разходите са 14,4 милиона рубли. С изчислен дебит на сондажа от 70 m³/h, задействано температурно налягане от 30º C, денонощна работа за 150 дни. годишно, коефициентът на използване на изчисления дебит през отоплителния сезон е 0,5, количеството доставена топлина е равно на 4385 MWh, или в стойностно изражение 1,3 милиона рубли. при тарифа от 300 rub./(MWh). При тази скорост сондажите ще се изплатят за 11 години. В същото време в бъдеще необходимостта от развитие на тази област в енергийния сектор е извън съмнение.

Изводи.

1. Почти на цялата територия на Русия има уникални запаси от геотермална топлина с температури на охлаждащата течност (вода, двуфазен поток и пара) от 30 до 200º C.

2.През последните години в Русия, въз основа на голям фундаментални изследванияСъздадени са геотермални технологии, които могат бързо да осигурят ефективно приложениетоплина от земята в GeoPP и GeoTS за производство на електричество и топлина.

3. Геотермалната енергия трябва да заема важно място в общия баланс на потреблението на енергия. По-специално, за преструктуриране и преоборудване на енергийния сектор на района на Камчатка и Курилските острови и отчасти на Приморие, Сибир и Северен Кавказ, трябва да се използват собствени геотермални ресурси.

4. Мащабното внедряване на нови схеми за топлоснабдяване с термопомпи, използващи нискокачествени източници на топлина, ще намали потреблението на изкопаеми горива с 20÷25%.

5. За привличане на инвестиции и заеми в енергийния сектор е необходимо да се реализират ефективни проекти и да се гарантира своевременно изплащане на заемните средства, което е възможно само при пълно и навременно плащане на електроенергията и топлинната енергия, доставени на потребителите.

Референции.

1. Преобразуване на геотермална енергия в електрическа с помощта на суперкритичен цикъл във вторичната верига. Абдулагатов I.M., Алхасов A.B. “Топлоенергетика.-1988 г. № 4-стр. 53-56".

2. Саламов А.А. “Геотермални електроцентрали в световния енергиен сектор” Топлоенергетика 2000 г. № 1-стр. 79-80"

3. Топлината на Земята: Из доклада “Перспективи за развитие на геотермалните технологии” Екология и живот-2001-No.6-страница 49-52.

4. Тарнижевски Б.В. „Състояние и перспективи за използване на възобновяеми енергийни източници в Русия” Индустриална енергетика-2002 г.-1 стр. 52-56.

5. Кузнецов V.A. "Мутновская геотермална електроцентрала" Електрически станции-2002-№1-стр. 31-35.

6. Бутузов В.А. “Геотермални системи за топлоснабдяване в Краснодарския край” Енергиен мениджър-2002-No.1-pp.14-16.

7. Бутузов В.А. „Анализ на системите за геотермално топлоснабдяване в Русия” Индустриална енергетика-2002-No.6-pp.53-57.

8. Доброхотов В.И. “Използване на геотермални ресурси в руския енергетичен сектор” Топлоенергетика-2003-№ 1-страница 2-11.

9. Алхасов А.Б. “Повишаване ефективността на използването на геотермална топлина” Топлоенергетика-2003-No.3-pp.52-54.